inGRID

Die Einspeisekarte für erneuerbare Gase

Das Ziel von inGRID ist es, eine umfassende Übersicht über die optimalen und effizienten Einspeisepunkte für erneuerbare Gase im Gasnetz zu schaffen.

inGRID basiert auf einem digitalen Zwilling des österreichischen Gasnetzes – eingeteilt in Effizienzklassen für die Einspeisung erneuerbarer Gase. Zur Identifikation geeigneter Anlagenstandorte für Biomethan wurden sowohl die Ressourcenverfügbarkeit als auch die Aufnahmefähigkeit des Gasnetzes betrachtet.

Für die Wasserstoffeinspeisung ist in inGRID bereits das zukünftige Wasserstoffnetz aus der H2Roadmap für Österreich implementiert. Darüber hinaus zeigt inGRID auch geeignete Umspannwerke für den Anschluss von Elektrolysen und demnächst auch die realisierbaren Potentiale für die erneuerbare Stromerzeugung aus Wind, Wasser und Photovoltaik.

inGRID Einspeisekarte

Übersicht über die optimalen und effizienten Einspeisepunkte für erneuerbare Gase.
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Biomethan oder Wasserstoff

Somit bietet inGRID den Produzenten und Planern von Biomethan und Wasserstoffanlagen viele Vorteile.  Durch die kategorisierte Darstellung des Gasnetzes – verschiedene Effizienzklassen sind farblich gekennzeichnet – werden Einspeiser zu den effizientesten Anschlusspunkten geleitet. Dadurch können Synergien im Netz geschaffen und Engpässe vermieden werden, was letztendlich zu einem effizienteren und schnelleren Anschluss erneuerbarer Erzeugungsanlagen führt.

Zur Auswahl des eingespeisten Gases stehen in inGRID Biomethan oder Wasserstoff zur Verfügung. Bei Biomethan kann zusätzlich die Einspeiseleistung von 200 Nm³/h bis zu 5.000 Nm³/h stufenweise variiert werden. In Abhängigkeit der Einspeiseleistung ändern sich auch die Effizienzklassen der Eignungszonen. Darüber hinaus kann ausgewählt werden, ob es sich um eine bestehende oder neue Biomethan Anlage handelt. Dementsprechend ändert sich auch der Radius der Eignungszone von 3 km auf 10 km. Diese Distanz entspricht dem maximalen Netzanschlusskoeffizienten gemäß Gaswirtschaftsgesetz, bis zu dem der Netzbetreiber die Kosten Einspeisestation inkl. Verdichter und Anschlussleitung übernimmt.

Bei der reinen Wasserstoffeinspeisung sind aktuell noch keine Effizienzklassen definiert. Stattdessen wird die voraussichtliche Inbetriebnahme der zukünftigen Wasserstoffleitung- welche von der Kundennachfrage abhängt – dargestellt.

Diverse weitere Layer wie das Ressourcenpotential, bestehende Biogasanlagen, Umspannwerke, Ausschlussflächen und die Wärmebedarfsdichte können in der Ebenenauswahl aktiviert werden. Über den „Biomethanpotential Rechner“ kann regional in einem bestimmten Umkreis das jeweilige Biomethanpotential nochmals mathematisch als Schnittmenge des Kreises berechnet werden.

Außerdem kann der jeweilige Netzbetreiber mit einem Click auf die Leitung angezeigt werden. Weiters kann die ungefähre Distanz zum Gasnetz mit dem „Messen Tool“ ermittelt werden, die tatsächliche Distanz kann jedoch nur vom Netzbetreiber selbst bestimmt und festgelegt werden!

Kontakt und Vernetzung mit dem Netzbetreiber

Wenn Sie als zukünftiger Einspeiser für erneuerbare Gase mit Hilfe der inGRID potentielle Standorte identifiziert haben, können Sie über folgendes Kontaktformular direkt in Kontakt mit dem jeweiligen Netzbetreiber treten.

Innovatives Kooperationsprojekt von AGGM und Netzbetreiber

Netzbetreiber stehen vor der Herausforderung, die wachsende Menge erneuerbarer Gase in das bestehende Gasnetz zu integrieren. inGRID liefert eine solide Grundlage für qualitative und quantitative Aussagen zum Netzanschluss. Die digitale Karte erfasst nicht nur die optimalen Einspeisepunkte, sondern berücksichtigt auch die technischen Anforderungen wie Druck und Menge, um einen sicheren, effizienten und kontinuierlichen Betrieb zu gewährleisten.

Die Zusammenarbeit mit Netzbetreibern, Forschungsinstituten und führenden Experten aus der Energiebrache hat inGRID zu einem wegweisenden Projekt gemacht, das das Potenzial hat, die Energiewende zu beschleunigen und die CO2-Emissionen signifikant zu reduzieren.

Gesetzliche Grundlagen

Der Gesetzgeber hat gemäß §18 (1) Z 12a. Gaswirtschaftsgesetz dem Verteilergebietsmanager in Kooperation mit den Netzbetreibern und dem Regelzonenführer Strom die Ermittlung und Veröffentlichung von potenziellen Einspeisepunkten bzw. Eignungszonen für erneuerbare Gase aufgetragen.

 

Deckung des österreichischen Bedarfs an erneuerbaren Gasen

Neben dem riesigen heimischen Biomethanpotentials von in Summe ca. 33 TWh - berechnet vom Umweltbundesamt und der BEST - ist Österreich auch in der Lage ca. 24 TWh erneuerbaren Wasserstoff selbst zu produzieren.

Häufig gestellte Fragen zu inGRID

Erdgas ist ein fossiler Energieträger und natürliches Gasgemisch. Das Erdgas im Gasnetz setzt sich aus mehreren Kohlenwasserstoffverbindungen zusammen. Maßgeblich – nämlich zu 75% bis 99% je nach Herkunft - besteht es aus Methan (CH4). Weitere geringe Bestandteile des fossilen Brennstoffs können Ethan (C2H6), Propan (C3H8), Butan (C4H10) sowie Stickstoff (N2) sein. Erdas hat demnach je nach Herkunft einen Brennwert von ca. 10 – 13 kWh/m³.

Biogas hingegen ist ein erneuerbarer Energieträger, welcher durch Fermentation von feuchter Biomasse (Reststoffe) regional hergestellt wird. Biogas ist ein Gasgemisch aus größtenteils (50% bis 65%) Methan (CH4) und Kohlendioxid (CO2). Aufgrund seines sehr hohen Kohlendioxidgehalts von bis zu 50% muss Biogas vor der Einspeisung ins Gasnetz zu Biomethan aufbereitet werden. Dabei wird das Kohlendioxid abgetrennt und so der Brennwert von ca. 5 kWh/m³ auf 10 – 12 kWh/m³ erhöht. Somit ist aufbereitetes Biogas, nämlich als Biomethan, mit einem Methangehalt von ca. 96% Erdgas chemisch und physikalisch sehr ähnlich und kann dieses ohne Weiteres in seinen Anwendungen einfach substituieren.

Biogas ist ein energiereiches Gasgemisch, das bei der natürlichen Zersetzung von organischem Material unter Luftabschluss entsteht. Dieser Zersetzungsprozess wird in Biogasanlagen technisch genutzt, um aus Gülle, Bioabfällen oder landwirtschaftlichen Reststoffen Biogas zu erzeugen. Die Substrate werden in luftdicht abgeschlossenen Gärbehältern – den so genannten Fermentern –vergoren. Dazu ist die Arbeit vieler verschiedener Mikroorganismen notwendig. Der wichtigste Bestandteil von Biogas ist das brennbare Methan (CH4). In Abhängigkeit von den eingesetzten Substraten schwankt der Methangehalt zwischen 50 und 65 Prozent. Daneben kommt Kohlendioxid (CO2) mit einem Anteil von 35 bis 50 Prozent vor und andere Inhaltsstoffe wie Stickstoff, Wasser, Sauerstoff und Schwefelwasserstoff in geringen Konzentrationen.

Um Biogas ins Gasnetz einspeisen zu können, müssen die Begleitgase wie Kohlendioxid, Stickstoff, Sauerstoff und Schwefelwasserstoff mittels verschiedener technischer Verfahren aus dem Biogas entfernt werden. Es entsteht Biomethan mit einem Methangehalt von ca. 96%. Das so produzierte Biomethan ist daher chemisch und physikalisch gleichzusetzen mit Erdgas, kann somit ins Erdgasnetz eingespeist und nachfolgend auch wie Erdgas genutzt werden

Ja, Biomethan kann, wenn es die Beschaffenheitskriterien gemäß technischer Richtlinie GB210 erfüllt, einwandfrei ins Gasnetz eingespeist werden. Dabei ist besonders zu beachten, dass der Kohlendioxidanteil nicht höher als 4%, der Sauerstoffanteil nicht höher als 1% und der Stickstoffanteil nicht höher als 5% ist. Außerdem muss der Brennwert zwischen 9,87 und 13,23 kWh/Nm³ (Normzustand) liegen. Die Richtlinie GB210 „Gasbeschaffenheit“ kann auf der Homepage des ÖVGW erworben werden.

inGRID zeigt anhand der Eignungszonen wie effizient unterschiedliche Einspeiseleistungen realisiert werden können. Diese Eignungszonen für die Biomethaneinspeisung sind nach Effizienzklassen von dunkelgrün bis orange eingefärbt. Überall dort kann grundsätzlich Biomethan kontinuierlich eingespeist werden, jedoch mit unterschiedlicher Effizienz. Die Eignungszonen ändern sich je nach Einspeiseleistung.

Der tatsächliche technisch geeignete Anschlusspunkt wird nach Kontaktaufnahme und Abstimmung jedenfalls vom Netzbetreiber festgelegt.

In der Menüleiste von inGRID kann über eine Drop-Down-Auswahl der Leistungsbereich ausgewählt werden. Um die Eignungszonen des ausgewählten Leistungsbereich anzuzeigen, muss inGRID über den Button „Aktualisieren“ aktualisiert werden.

Es wurden fünf Effizienzklassen von A bis E definiert und farblich gekennzeichnet:

Effizienzklassen der Eignungszonen:
A - Einspeisung mit bester Effizienz möglich
B - Einspeisung mit guter Effizienz möglich
C - Einspeisung möglich
D - Einspeisung nachrangig möglich
E - Einspeisung bedingt möglich

Wie effizient eine Einspeisung realisiert werden kann, hängt vom Leitungsdruck und der Absatzstruktur des jeweiligen Netzabschnittes ab. In niederen Netzebenen kann zwar effizient aufgrund des geringen Leitungsdrucks eingespeist werden, jedoch kann vor allem im Sommer - aufgrund des geringen regionalen Absatzes - eine Rückverdichtung in eine höhere Netzebene notwendig sein. Dies bedeutet jedoch zusätzliche Kosten sowohl beim Bau als auch beim Betrieb dieser Anlagen und verringert die Effizienz. Je häufiger die Rückspeisung und je höher der erforderliche Druck, desto niedriger ist die in inGRID ausgewiesene Effizienzklasse.

Die beste Effizienzklasse A ermöglicht eine Einspeisung ohne Rückverdichtung oder zumindest nur zu wenigen Zeitpunkte im Jahr. Auch bei sehr großen Einspeiseleistungen steigt die Effizienz auch in höheren Netzebenen aufgrund der niedrigeren spezifischen Kosten.

In Effizienzklasse E ist eine Einspeisung bedingt, erst nach einer Einzelfallprüfung, möglich. Dies kann einerseits Leitungen betreffen, welche zukünftig für den reinen Wasserstofftransport genutzt werden oder Netzebene 3 Leitungen mit geringer hydraulischer Leistungsfähigkeit.

Durch einen Klick auf eine Gasleitung kann in inGRID das Informationsfenster zum jeweiligen Netzbetreiber geöffnet werden. Dort wird entweder auf die Homepage oder auf das Kundenportal des Netzbetreibers verwiesen.

Außerdem kann über unser Kontaktformular, direkt mit dem Netzbetreiber in Kontakt getreten werden.

AGGM bietet ein Kontaktformular an. Über dieses Formular können bereits erste Informationen zur Einspeisung wie Kontaktdaten, geplanter Einspeisebeginn, Standort, Leistung, Druck etc. dem Netzbetreiber unverbindlich mitgeteilt werden. So kann der Erstkontakt zwischen Einspeiser und Netzbetreiber leicht und barrierefrei hergestellt werden. Der Netzbetreiber wird dann zeitgerecht auf Ihre Anfrage antworten.

Nach dem Erstkontakt mit dem Netzbetreiber und Abstimmung über den technisch geeigneten Anschlusspunkt folgt der Netzzutrittsantrag des Einspeisers beim Netzbetreiber. Nach weiterer Abstimmung und ggf. Vorgaben zur Einspeisung wird der Netzzutrittsvertrag vom Netzbetreiber an Sie übermittelt. Somit kann an das Netz angeschlossen werden. Um das Netz auch nutzen zu können, muss außerdem ein Netzzugangsantrag beim Netzbetreiber gestellt werden. Vorab ist ein EI-Code-Antrag für die jeweilige Anlage bei einem Local-Issuing-Office (z.B. der AGGM) zu stellen. Mit der Unterzeichnung des Netzzugangsvertrags erfolgt auch die erfolgreiche Kapazitätsbuchung für die Einspeisung und das Netz kann genutzt werden.

Ein EI-Code ist ein 16-stelliger Code, welcher zur eindeutigen Identifikation in der Datenkommunikation einem Objekt (z.B. Versorger, Produzenten, Speicher, Grenzübergabepunkt etc.) im österreichischen Marktgebiet zugeordnet wird. Weitere Informationen zur EIC-Vergabe sind hier verfügbar.

Der personalisierte EI-Code (Typ W) kann auf der AGGM-Plattform beantragt werden und wird für den Netzzugangsantrag benötigt.

Unter Netzzutritt versteht man die erstmalige Herstellung eines Netzanschlusses oder die Änderung der Kapazität eines bestehenden Netzanschlusses gemäß § 12 Gas-Marktmodellverordnung. Beim Netzzutrittsantrag müssen jene Daten gemäß Anlage 1/II Gas-Marktmodellverordnung dem Netzbetreiber bekannt gegeben werden.

Außerdem ist beim Netzzutritt einmalig ein Netzbereitstellungsentgelt gemäß § 9 Gas-Systemnutzungsentgelte-Verordnung zur errichten. Dies beträgt für die Netzebene 2 3 EUR/kWh/h bzw. für die Netzebene 3 5 EUR/kWh/h vereinbarte Anschlussleistung. Seit 2021 entfällt für Einspeiser erneuerbarer Gase das Netzzutrittsentgelt gemäß § 75 Gaswirtschaftsgesetz. Der Netzbetreiber übernimmt außerdem die Kosten für Netzzutritt, Mengenmessung, Qualitätsprüfung, Odorierung, Verdichtung und Anschlussleitung (maximal 3 km bei neuen Anlagen bzw. 10 km bei bestehenden Anlagen), wenn der Einspeisepunkt innerhalb des Netzanschlusskoeffizienten liegt.

Unter Netzzugang versteht man die Nutzung des Netzes sowie die Buchung der Kapazität beim Verteilernetzbetreiber gemäß § 11 und § 15 Gas-Marktmodellverordnung. Beim Netzzugangsantrag müssen jeden Daten gemäß Anlage 1/I. Gas-Marktmodellverordnung dem Netzbetreiber gekannt gegeben werden.

Außerdem ist für die Netznutzung das Netznutzungsentgelt gemäß § 13 Gas-Systemnutzungsentgelte-Verordnung von aktuell 0,12 EUR/kWh/h pro Jahr. Beispielsweise für eine Biomethaneinspeisung von 4.000 kWh/h sind das 480 EUR pro Jahr.

Der Netzanschlusskoeffizient gemäß § 75 (3) bzw. §75 (4) Gaswirtschaftsgesetz legt die Obergrenze fest, bis zu der der Netzbetreiber die Kosten für Netzzutritt, Mengenmessung, Qualitätsprüfung, Odorierung, Verdichtung und Anschlussleistung (bis zu 3 km für Neuanlagen bzw. 10 km für bestehende Anlagen) zu tragen hat.

Aktuell beträgt der Koeffizient 60 lfm/m³CH4-eq/h vereinbarter jährlich ins Gasnetz einzuspeisender Energiemenge.

Beispiel: Neuanlage, vereinbarte Energiemenge 35 GWh/a und Entfernung zum Gasnetz 6 km:

6000 lfm * 7500 h / 35.000.000 kWh * 11 kWh/Nm³ = 14,14 Netzanschlusskoeffizient

Da in diesem Beispiel der Netzanschlusskoeffizient von 14,14 kleiner als 60 ist, trägt der Netzbetreiber die Kosten für die oben genannten Komponenten.

Grundsätzlich legt der Netzbetreiber den technisch geeigneten Netzanschlusspunkt und somit auch die tatsächliche Distanz (Trassenlänge) fest. inGRID bietet mit dem „Messen Tool“ eine Möglichkeit zur groben Abschätzung der Distanz zum Gasnetz.

In inGRID kann über die Ebenenauswahl das regionalisierte Biomethanpotential angezeigt werden.

Das Biomethanpotential aus feuchten Reststoffen wurde vom Umweltbundesamt berechnet und ist aufgrund der geringen Transportfähigkeit stark regionalisiert auf Gemeindeebene verfügbar. Durch einen Klick auf die Gemeindeflächen kann das realisierbare Potential 2040 je Gemeinde in GWh pro Jahr angezeigt werden.

Das Biomethanpotential aus festen Reststoffen wurde vom K1-Kompetenzzentrum BEST - Bioenergy and Sustainable Technologies berechnet und ist regionalisiert auf Bezirksebene verfügbar. Durch einen Klick auf die Bezirksflächen kann das realisierbare Potential 2040 je Bezirk in GWh pro Jahr angezeigt werden.

In inGRID kann auch mittels Biomethanpotentialrechner insbesondere eine Umkreisberechnung durchgeführt werden. Zur Aktivierung muss in der Menüleiste „Biomethanpotential berechnen“ aktiviert werden und ein Kreis mit wählbarem Radius am Wunschort aufgespannt werden. Dieser Kreis schneidet dann durch alle Potentialflächen mathematisch durch und summiert die Potentiale. Die Ergebnisse beruhen daher auf einer reinen mathematischen Berechnung und diesen nur zur ungefähren Orientierung.

Falls Sie in Zukunft Wasserstoff produzieren und ins Gasnetz einspeisen wollen, eignen sich dafür am besten dedizierte Wasserstoffleitungen. AGGM hat gemeinsam mit den Netzbetreibern) den Aufbau des Wasserstoffnetzes entworfen und H2 Roadmap für Österreich (Link zur H2 Roadmap) das Startnetz bis 2050 veröffentlicht.

Die zukünftigen Wasserstoffleitungen der H2 Roadmap können in inGRID durch die Auswahl „Art des Gases“ und darauffolgender Aktualisierung angezeigt werden.
Die unterschiedliche Einfärbung der Wasserstoffleitungen entspricht deren voraussichtlicher Inbetriebnahme. Diese Inbetriebnahme hängt stark von der Kundennachfrage ab und kann sich auch noch verändern.

Zur Einspeisung ist wiederum der Netzbetreiber zu Kontaktieren. Dies kann auch über unser Kontaktformular erfolgen.

Nein. Die bestehenden Gashochdruckleitungen in Österreich sind grundsätzlich auch für den reinen Wasserstofftransport geeignet. Da das österreichische Gasnetz bereits heute enorm hohe Transportkapazitäten aufweist, ist der Grundstein für die Wasserstoff-Infrastruktur von morgen damit schon heute gelegt. Das Ergebnis der H2 Roadmap für Österreich (Link zur H2 Roadmap) zeigt, dass für den zukünftigen Transport von Wasserstoff und Methan zwei Gasleitungssysteme – vom selben Netzbetreiber betrieben - geschaffen werden. Dafür müssen nur 300 km neue Wasserstoffleitungen errichtet werden. Der Rest kann über die Umwidmung von rund 1.400 km bereits bestehender Leitungen geschafft werden.

Der Aufbau des Wasserstoffnetzes hängt maßgeblich von der Kundennachfrage und dem Hochlauf der inländischen und ausländischen Produktionskapazitäten ab. Dies sollte bestmöglich gleichzeitig erfolgen. Bei Bekanntgabe der Nachfrage und Einspeisung mit entsprechendem Vorlauf wird dann das Wasserstoffnetz geplant und errichtet. Somit werden die Erzeugungskapazitäten, Nachfragekapazitäten und Transportkapazitäten parallel hochgefahren und das Henne-Ei-Problem ist gelöst!

Dafür ist es für die Netzbetreiber besonders wichtig möglichst früh die Bedarfsmeldungen für Ein- und Ausspeisung von Wasserstoff in Form von Kapazitätserweiterungsanträgen zu erhalten. Nur so kann der zukünftige Bedarf rechtzeitig antizipiert werden und das Wasserstoffnetz mit ausreichend Kapazitäten rechtzeitig zur Verfügung stehen. Denn die Planung und Errichtung einer Wasserstoffleitung nimmt 2-4 Jahre in Anspruch!

Sie können durch Ihre Bedarfsmeldung am Aufbau des Wasserstoffnetzes beitragen. Unter https://www.aggm.at/energiewende/h2-roadmap/ können Sie direkt Ihren zukünftigen Wasserstoffbedarf als auch Methanbedarf uns mitteilen. Diese Bedarfe bilden die Basis für die Aktualisierung der H2 Roadmap im Rahmen der Langfristigen und integrierten Planung (Link www.aggm.at/gasnetz/netzplanung/lfip/), welche alle 2 Jahre erstellt wird.

Um die notwendigen Projekte zur Realisierung der H2 Roadmap auch umzusetzen, muss nach einem abgelehnten Netzzugangsantrag für Wasserstoff – das Wasserstoffnetz ist noch nicht verfügbar – ein Kapazitätserweiterungsantrag beim Netzbetreiber gestellt werden. Erst dann werden konkrete Projekte in die Langfristige und integrierte Planung aufgenommen und zur Genehmigung bei der Regulierungsbehörde E-Control eingereicht. Das erste konkrete Wasserstoffprojekt im Verteilergebiet, welches von der E-Control als Planungsprojekt genehmigt wurde ist der H2 Collector Ost.

Nach Verweigerung des Netzzugangs gemäß § 33 (1) GWG kann beim Verteilernetzbetreiber ein Kapazitätserweiterungsantrag gestellt werden. Der diesem Antrag zugrunde liegende Kapazitätsbedarf ist bei der Erstellung der langfristigen und integrierten Planung vom Verteilergebietsmanager zu berücksichtigen. Welche Angaben der Kapazitätserweiterungsantrag zu enthalten hat ist in der Anlage 1/I. Gas-Marktmodellverordnung zu finden.

inGRID bietet auch über die Ebenenauswahl eine flächendeckende Darstellung der 380kV, 220kV und 110kV Umspannwerke. Geeignete Umspannwerke für die Wasserstoffproduktion sind farblich hervorgehoben. Hierbei handelt es sich um eine sektorgekoppelte Betrachtung des Strom- und Gasnetzes. Diese geeigneten Umspannwerke bieten entweder eine gute Leistungsbereitstellung aufgrund der Verbindung zum Stromübertragungsnetz oder verfügen über sehr hohe erneuerbare Stromeinspeisung. Außerdem befinden sich geeigneten Umspannwerke in der Nähe des zukünftigen Wasserstoffnetzes.

Schutzwürdige Gebiete wie beispielsweise Naturschutzgebiete, Biosphärenparks, Europa-Vogelschutzgebiete, Nationalparks, Wasserschon und -schutzgebiete, etc. aber auch Wasserflächen, Felsflächen etc. können in inGRID über die Ebenauswahl unter „Flächen mit Erschwernisfaktor“ angezeigt werden. Durch einen Klick auf die jeweilige Fläche kann auch die genaue Bezeichnung dargestellt werden

Um das volle Potential aus Elektrolysen herauszuholen, macht es Sinn auch die Abwärme zu nutzen. Somit könnte der Wirkungsgrad auf 90% erhöht werden. Diese Abwärme hat ein Temperaturniveau von ca. 50°-60°C. Um diese Abwärme in ein Fernwärmenetz mit einer Vorlauftemperatur von 80°-100°C einspeisen zu können braucht es zusätzlich eine Wärmepumpe. inGRID zeigt auch, wo sich große Wärmesenken für die Abwärmenutzung befinden. Anhand der Wärmebedarfsdichte – auswählbar über di Ebenenauswahl – kann die Abwärmenutzung als zusätzlichen Standortfaktor mitberücksichtigt werden.